Способ подготовки нефти

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИН ЯО 14 2(51) 9/ Фъ г уз;1ИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ 0 10 88, -0,4 одействия время взаи К - эмпири4,2-7,8) истинное о с газом;т(К=ока; а -жанне;логарифскин коэффицие Р - диаметр по емное газосоде основа а. 1 з.п, е натуральног -лы, 1 табл.,начал. ОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР К АВТОРСКОМУ СВИ(46) 15,07.89. Бюл, В 26(71) Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленностиГипровостокнефть(56) Авторское свидетельство СССР Ф 592425, кл, В 01 Э 19/00, 1978, (54) СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ (57) Изобретение относится к способам подготовки нефти и может исполь зоваться в нефтяной промьппленности. Целью изобретения является повьппени эффективности извлечения из нефти газообразных компонентов, включая сероводород. Способ заключается в подаче газа по газопроводу 6 в ло вертикального участка нефтепровода 5 перед сепаратором 3 низкого давления. При смешении нефти с газом в нефтепроводе 5 происходит десорбция легких углеводородных компонентов и сероводорода, в результате чего получается более стабильная товар ная нефть с меньшим содержанием сероводорода, Смешение нефти с газом происходит в восходящем газожидкостном потоке при истинном объемном газосодержании последнего 3-30, Время взаимодействия определяют по формуле- 0,4 е12 + о(Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к технологии промысловой подготовки нефти, иможет быть использовано для сепарации и очистки нефти от сероводорода,Цель изобретения - повышение эффективности извлечения из нефти газообразных компонентов, включая сероводород,Способ осуществляют следующимобразом.Проводят многоступенчатую сепарацию нефти и подачу газа на смещениес нефтью в восходящем газожидкостномпотоке при истинном объемном газосодержании нефти 3-30 и времени взаимодействия, не менее определяемого поформуле 1 О О,4 В Е0 112+а(1) (О, 888 - ,( - о,ав е ) 20 где с - время взаимодействия нефти с газом;К = 4,2-7,8 - эмпирический коэф 25фициент 1Р - диаметр потока (для гладкихтруб внутренний диаметр трубопровода);истинное объемное газосодер- ЗОжание;е - основание натурального логарифма,Перед смешением нефти с газом целесообразно подавать в нефть реагентдеэмульгатор.При подготовке обводненной нефтиподача в нефть реагента-деэмульгатора перед смешением ее с газом интенсифицирует массообмен за счет снижения вязкости и коэффициента поверхностного натяжения нефти и, следовательно, повышает эффективность способа,В технологических трубопроводах 45установок подготовки нефти при истинном объемном газосодержании более 3преобладает снарядный режим движениягазожидкостной смеси, На горизонтальных участках он характеризуется наличием относительно стабильных несмешивающихся объемов нефти и газа. Эффективность массообмена при этом мала.Восходящий снарядный поток характеризуется интенсивным перемешиваниемфаз. Движущиеся вверх жидкостные пробки постоянно теряют часть жидкости,Отстающая жидкость под действиемсил гравитации стекает вдоль стенок труб, что увеличивает время контактагаза с жидкостью, В точке столкновения отставшей жидкости с началомследующей пробки возникает вихрь,который диспергирует газовую фазу ивовлекает ее в пробку жидкой фазы,Этот же вихрь способствует перемешиванию отставшей жидкости с жидкостью пробки.Таким образом, повышение эффективности массообмена а следовательно,дегазации нефти в восходящем газожидкостном потоке, по сравнению сгоризонтальным достигается за счетувеличения времени контакта нефти сгазом и удельной межфазной поверхности при снарядном движении потока.Под истинным объемным газосодержанием двухфазного потока понимаютотношение объема газовой фазы приданных термодинамических условияхк объему жидкой фазы, Этот показатель поддерживают в заданных пределах путем изменения количества газа, подаваемого в нефтепровод передступенями сепарации нефти,При истинном объемном газосодержании менее 3 снарядный режим движения газонефтяной смеси переходитв пузырьковый, что сопровождаетсяснижением эффективности массообмена,а следовательно, дегазации нефтии очистки от сероводорода,Увеличение истинного объемногогаэосодержания выше 30 нецелесообразно, так как не приводит к существенному увеличению степени извлечения газообразных компонентов,На фиг. 1 представлена структура снарядного потока: горизонтального а и восходящего 6; на фиг,2 экспериментальная зависимость эффективности извлечения газообразных компонентов ( 4) от истинного объемного гаэосодержания ( Ы ) для горизонтального а и восходящего 6 двухфазных потоков; на фиг, 3 - принципиальная технологическая схема установки, реализующая предлагаемый способ,Технологическая схема включает сепараторы высокого 1, среднего 2 и низкого 3 давления, установку 4 сероочистки и технологические газон нефтепроводы. Сепаратор 3 установлен на постаменте и соединен с вертикальным участком подводящего нефтепровода 5, нижняя часть которого51соединена с газопроводом 6, обеспечивающим подачу газа первой ступенисепарации, нефть отводится с установки по линииРазмеры вертикального участканефтепровода рассчитываются по следующей схеме,По известным значениям внутреннего диаметра Р нефтепровода, истинного объемного газосодержания ( (придавлении сепарации 0,105 мПа принимается равным удельному расходу газа) и эмпирического коэффициента К(при отсутствии экспериментальногозначения коэффициента К принимаетсяравным максимальному - 7,8) рассчитывается минимальное время взаимодействия С, Значение с рассчитывается, как отношение свободного объема газа в трубопроводе к объемунефти при давлении сепарации (с учетом собственного газового факторасепарируемой нефти). По величинепроизводительности по нефти и газус учетом задержки жидкости в трубопроводе рассчитывается длина вертикального участка нефтепровода, обеспечивающая минимальное время взаимодействия 1,. В случае, когда расчетная длина вертикального участканефтепровода не может быть достигнута на практике, увеличивают диаметрнефтепровода и расчет повторяют,П р и м е р, 1. Нсходные данные:Е = 200 м /ч - производительностьустановки, Э = 0,5 и, К = 7,8, таккак первоначальный расчет выполненбез предварительных экспериментальных исследований и согласно описанию изобретения эмпирический коэффициент принимается равным максимальному, е = 2,72 о= Э,тогда-0,48 7,720112+3т7,80,5 (0,888 - 3 )8,4 с.о(= 30- 0,48 2,720 122 + 307,80,5(0,888 - 30)2,2 с.Далее по найденной величине минимально необходимого времени взаимодействия с , величине Ы, производительности установки и диаметру493280 трубопровода рассчитываем минимальнуюдлину вертикального участка нефтепровода Н по уравнению 1 (1 + с),4 с,ЭЬОО АР Р Тогда 200 (1+3) 4 8 43600 3,140,5 1,7ф 30 200 (1+30) 42 2 = 3,6 мН2. -3600 3,14 0,5" 5,3 35Способ осуществляется следующимобразом,Нефть со скважины проходит последовательно три ступени сепарации 40 1-3, в сепараторе 3 разгазируетсядо атмосферного давления и по линии7 отводится с установки, Перед сепаратором 3 третьей ступени в началевертикального участка нефтепровода 45 5 по газопроводу 6 в нефть подаютгаз первой ступени сепарации, очищенный от сероводорода на установке 4сероочистки, В трубопроводе при смешении нефти с газом происходит де сорбция легких углеводородных компонентов и сероводорода. При последующем разделении нефтегазовой смесив сепараторе получают товарную нефтьс понюкенньв содержанием легких 55 углеводородных компонентов и сероводорода.Наглядным подтверждением возможности достюкения положительного эффекта лишь при предложенном значении где р- задержка жидкссти в вертикальном участке нефтепровода по сравнению с временем движения гаэожидкостного потока в равновеликом участкетрубопровода в режиме идеальноговытеснения.Задержка жидкости имеет местовследствие непрерывного перетокачасти жидкости иэ вышерасположенныжидкостных пробок в пробки, расположенные ниже. Задержка увеличиваетвремя пребывания жидкости в трубопроводе.Задержка рассчитывается, как отношение газосодержания потока с котносительной длине пробки газа(1 г.и/1) и составляет:25 при о= 3 р= 1,7о= 30 р= 5,3 при величине критерия Г г = О, 01-0, 1,1493280 объемного газосодержания являются результаты лабораторных испытаний процесса на модельной смеси, представленные на фиг. 2 (кривая Е ), Ло 5 гарифмическая зависимость степени извлечения газообразного компонента (Р) от газосодержания потока иллюстрирует высокую неустойчивость процесса в интервале газосодержания 0-3, в котором эффективность процесса изменяется более, чем в 30 раз. В этом интервале процесс практически не может быть реализован при промысловой подготовке нефти, поскольку поддержание постоянной эффективности при неизбежных изменениях расхода нефти, поступающей со скважин, становится задачей сложной и с помощью современных КИП и автоматики просто невозможной. Из графика следует также,Остаточное содержание сероводорода в товарной нефтимг/л, при истинном объемном газосодержании потока Способ 1 Г0 3 5 9 14 21 24 1025 859 1025 870 825 756 862 840 ПредлагаемыйИзвестный 697 680 809 793 670 781 смешение нефти с газом производятв восходящем газожидкостном потокепри истинном объемном газосодержании35нефти 3-30 и времени взаимодействия,не менее определяемого по формуле-о,Ве0 112 +Р (О 888, 0 в е) 40где 7 45 О жанне; е - основание натурального логарифма.50 2, Способ по п. 1, о т л и ч аю щ и й с я тем, что перед смешением нефти с газом в нефть подаютреагент-деэмульгатор. Сопоставительный анализ полученных результатов по глубине очистки нефти от сероводорода известным и предложенным способами показал, что при смешении нефти с газом в восходящем газожидкостном потоке эффективность извлечения газообразных компонентов из нефти может быть увеличена на 27-337. по сравнению с вариантом смешения в горизонтальном трубопроводе. Формула изобретения 1, Способ подготовки нефти путем ее многоступенчатой сепарации, включающий подачу газа на смешение с нефтью в ступени сепарации низкого давления, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности извлечения из нефти газообразных компонентов, включая сероводород,что при газосодержании,более 30 степень извлечения газообразного компонента постоянна и не зависит отвеличины истинного объемного газосодержания. Следовательно, в этоминтервале процесс становится неуправляемым и как способ применяться неможет, Положительный эффект можетбыть достигнут только в интервалегазосодержания 3-30, в котором эффективность процесса изменяется в2 раза, что при изменении расходныхи термодинамических параметров даетвозможность поддерживать требуемуюстепень извлечения компонента путем изменения расхода подаваемогогаза, а следовательно, и с(,В таблице представлены результаты промышленных испытаний процессана установке сепарации нефти, - время взаимодействия нефтис газом,К = 4,2-7,8 - эмпирический коэффициент;- диаметр потока,- истинное объемное газосодер0 та ква оизводственно-издательский комбинат "Патент", г. Умгоро Гагарина, 101 Заказ 3916/9 Тира ВНИИПИ Государственного коми 113035, МосПодписноеизобретениям и открытиям при ГКНТ ССС5, Раушская наб., д. 4/5